Совершенствование методов поиска и разведки малоразмерных ловушек нефти в пашийско-тиманском продуктивном комплексе: на примере Татарстана тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Ганиев, Радик Рафкатович

• Ганиев, Радик Рафкатович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Ганиев, Радик Рафкатович

Общая характеристика работы и актуальность проблемы.

Глава 1. Особенности геологического строения терригенного пашийско-тиманского комплекса.

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика.

1.2. Палеогеографические и палеотектонические особенности формирования.

Глава 2. Тектоническое районирование территории.

2.1. Соотношение крупных структурных форм кристаллического фундамента и осадочного чехла.

2.2. Тектоническое строение поверхности кристаллического фундамента и кровли терригенных девонских отложений.

Глава 3. Особенности пространственного размещения залежей в пашийско-тиманском продуктивном комплексе.

3.1. Характеристика нефтегазоносных комплексов осадочного чехла.

3.2. Характеристика локальных поднятий как основных объектов поисково-разведочных работ и закономерности размещения залежей нефти.

3.3. Типизация ловушек на основе генетических и морфологических признаков.

Глава"4. Совершенствование методики поисков и разведки малоразмерных залежей нефти.

4.1. Определение малоразмерной ловушки.

4.2. Современное состояние геологоразведочных работ на нефть в Татарстане.

4.3. Совершенствование методики поисков и разведки залежей нефти.

4.3.1. Повышение эффективности геологоразведочных за счёт адресного уплотнения профилей сейсморазведки.

4.3.2. Применение палеотектонического анализа для прогнозирования перспектив нефтеносности терригенного девонского комплекса.

4.3.3. Принципы заложения скважин с учётом соотношения каменноугольных и девонских структурных планов.

4.3.4. Применение морфометрического анализа.

4.3.5 Условия применения прямых методов поисков залежей нефти.

Глава 5. Экономическая целесообразность опоискования малоразмерных залежей нефти.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов поиска и разведки малоразмерных ловушек нефти в пашийско-тиманском продуктивном комплексе: на примере Татарстана»

Республика Татарстан, старый нефтедобывающий регион с многолетним опытом проведения поисково-разведочных работ нефтяных месторождений, входит в состав Волго-Уральской нефтегазодобывающей провинции (НГП). Территория Татарстана охватывает четыре её нефтегазоносные области: Токмовско-Кажимскую, Северо-Татарскую, Мелекесско-Абдуллинскую и Южно-Татарстую. По данным специалистов Нижне-Волжского научно-исследовательского института геологии и геофизики по состоянию на начало 2010 года в Вол го-Уральском НГП разведанность начальных суммарных ресурсов нефти составляла 74 %, а степень выработанности разведанных запасов нефти - 70,3% [83].

Анализ развития минерально-сырьевой базы в Республике Татарстан показывает, что по состоянию на 01.01.2011 года степень разведанности начальных суммарных ресурсов нефти в республике одна из самых высоких в Российской Федерации и составляет 87,9 %, а разведанные запасы выработаны на 77,3 % [119]. Кроме того, за последнее время снижаются объёмы бурения, рост добычи нефти преимущественно достигается за счёт интенсификации разработки эксплуатируемых месторождений, находящихся на глубокой четвёртой стадии разработки, ухудшается структура прироста разведанных запасов нефти. Снижается доля прироста за счёт геологоразведочных работ и происходит увеличение за счёт пересмотра КИН.

Залежи нефти Республики Татарстан сосредоточены на глубинах в среднем до 2000 м, промышленная нефтеносность установлена в 26 стратиграфических горизонтах, но в основном связана с каменноугольными и девонскими отложениями. Общее количество разведанных месторождений на территории республики по состоянию на начало 2011 года составляет 202 (Таблица 1). Из содержания таблицы следует, что количество мелких месторождений составляет 195 ед., а запасы нефти категорий А+В+С1 и С2 в них сосредоточены в объёме 47,4% и 67,6% соответственно от общих запасов по республике.

Таблица 1

Количественная оценка структуры запасов и объёма добычи по группам месторождений *

Группа месторождений Количество месторожде ПИЙ Запасы по стоянию на 01.01.2011 г. категории (%): Добыча за 2010 г. (% от добычи в республике)

А+В+С1 С2

Уникальные (>300 млн.т) 1 33.3 21.3 47.1

Крупные (60-300 млн.т) 1 7.2 5.6 7.9

Средние (15-60 млн.т) 5 12.1 5.5 6.4

Мелкие (<15 млн.т) 195 47.4 67.6 38.6

Всего 202 100 100 100 - Количественная оценка структуры запасов и объёма добычи по группам месторождений выполнена по классификации, действовавшей до вступления в силу приказа Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 1 ноября 2005 г. N 298 «Об утверждении классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (в ред. Приказа Минприроды РФ от 09.12.2008 N 329).

Перспективные извлекаемые ресурсы нефти, согласно данным, опубликованным в работе [119], составляют величину 1 150 млн.т. В структуре остаточных запасов большинство месторождений обладают мелкими и мельчайшими по величине залежами с трудноизвлекаемыми запасами.

Автором по данным, опубликованным в работах [114, 120], проведён анализ соотношения текущих запасов, а так же перспективных и прогнозных ресурсов различных категорий по всем нефтегазоносным комплексам на территории Татарстана (таблица 2).

Эйфельско-франский терригенный комплекс охватывает эйфельско-тиманские продуктивные отложения, в том числе песчано-алевритовые пласты Д5, Д4, Дз, Д>, Д] и До, разделенные прослоями аргиллитов, выполняющих роль локальных флюидоупоров. На поздней стадии освоения недр Татарстана, в силу повышения изученности территории, отмечается закономерное «мельчание» объектов поиска. Соответственно, объектами поиска, за редким исключением, будут являться средние, мелкие и преимущественно очень мелкие месторождения, контролируемые, малоразмерными и малоамплитудными локальными поднятиями, являющиеся по своему геологическому строению сложнопостроенными.

Эйфельско-франский нефтеносный комплекс характеризуется наибольшей величиной текущих геологических запасов нефти и перспективных ресурсов категории СЗ - 43% и 40% соответственно. Для сравнения, текущие геологические запасы нефти второго по величине визейского нефтеносного комплекса составляют 18%. Остальные нефтегазоносные комплексы распределены по убывающей. Анализ прогнозных ресурсов категорий Д1 и Д2 показывает, что для эйфельско-франского нефтеносного комплекса резко снижается его доля до 9%.

Плотность перспективных начальных суммарных ресурсов остаётся сопоставимой с плотностью верхнефранско-турнейского карбонатного и визейского терригенного комплекса, составляя величину 3,46 тыс.т. извлекаемых запасов на квадратный километр. Таким образом, в недрах Татарстана залежи нефти терригенного девона остаются главным источником углеводородного сырья. Из изложенного так же следует, что совершенствование методики поиска и разведки малоразмерных ловушек нефти в отложениях пашийско-тиманского продуктивного комплекса продиктована необходимостью прироста запасов нефти на текущем этапе высокой степени опоискованности и разведанности начальных суммарных ресурсов Татарстана. Очевидно, в связи с этим, наблюдается резко возросший интерес специалистов к нефтяным месторождениям, в осадочном чехле которых имеются продуктивные отложения пашийско-тиманского возраста. Поэтому необходимо совершенствовать методики поисков и разведки новых месторождений, связанных с локально нефтеносными горизонтами как на малоперспективных землях западной части территории

Таблица 2

Распределение запасов и ресурсов нефти на территории Татарстана по нефтегазоносным комплексам (по состоянию на 01.01.2010 г.)

Наименование нефтегазоносных комплексов Текущие геологические запасы категорий А+В+С1+С2, (%от общего числа по всем нефтегазоносным комплексам) Перспективные ресурсы кат СЗ, (% от общего числа по всем нефтегазоносным комплексам) Прогнозные ресурсы категорий Д1+Д2, (% от общего числа по всем нефтегазоносным комплексам) Плотность начальных суммарных ресурсов, (изв.тыс.т./км2) Плотность перспективных начальных суммарных ресурсов, (изв.тыс.т./км2) эйфельско-франский терригенный (I) 43 40 9 45,86 3,46 верхнефранско-турнейский карбонатный (II) 15 15 18 6,90 3,34 визейский терригенный (III) 18 23 12 12,53 3,40 окско-башкирский карбонатный (IV) 14 13 10 4,72 2,09 верейский терригенно-карбонатный (V) 6 5 4 2,05 0,78 каширско-гжельский карбонатный (VI) 1 4 2 0,42 0,25 нижнепермский карбонатный (VII) 0 0 3 0,06 0,06 уфимский терригенный (VIII) 2 0 15 3,02 2,31 нижнеказанский терригенно-карбонатный (IX) 0 0 14 0,73 0,73 верхнеказанский карбонатно-терригенный (X) 0 0 13 0,75 0,75

Татарстана, так и на высокоперспективных восточных, где сконцентрированы все основные месторождения республики. Эта категория залежей в пашийско-тиманском комплексе может быть либо пропущенной, либо невскрытой.

Актуальность работы подчёркивает так же тот факт, что с мелкими и мельчайшими залежами нефти связываются 98 % прогнозных запасов нефти в Республике Татарстан.

Цель диссертационного исследования - разработка методических приёмов поисков залежей нефти в пашийско-тиманском продуктивном комплексе, позволяющих повысить эффективность поисков и разведки малоразмерных ловушек нефти и уточнение перспектив основных нефтегазоносных территорий Татарстана.

Для решения поставленной цели решаются следующие основные задачи:

- палеотектоническая реконструкция условий формирования продуктивных горизонтов терригенных девонских отложений;

- исследование современных структурных условий залегания продуктивных пластов;

- выявление закономерностей пространственной приуроченности малоразмерных локальных поднятий, контролирующих залежи нефти;

- типизация малоразмерных ловушек по условиям поиска и разведки залежей нефти;

- совершенствование методических приемов поисков перспективных малоразмерных поднятий в девонских терригенных отложениях.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается достаточным объёмом исследований, сопоставлением и сходимостью теоретических знаний с фактическими данными, а так же положительными результатами применения методов опоискования малоразмерных ловушек на практике.

Научная новизна исследований заключается в следующем.

1. На основе палеотектонического моделирования выявлены закономерности пространственной приуроченности установленных залежей нефти, контролируемых малоразмерными и малоамплитудными структурными формами на различных тектонических направлениях.

2. Существенно уточнены современные представления о границе распространения пашийских и тиманских пластов на западном склоне Южно-Татарского свода в пределах исследуемой территории.

3. Выполнена типизация локальных поднятий, характерных для пашийских и тиманских пластов на территории Татарстана с дополнением нового, применительно к исследуемым объектам, признака - генезиса.

4. Разработаны методические приемы поисков и локализации перспективных малоразмерных поднятий.

5. Обоснована схема размещения поисковых и оценочных скважин в условиях несоответствия структурных планов по отражающим горизонтам терригенных девонских и каменноугольных отложений.

Практическая значимость. Разработанные методические приемы поисков перспективных малоразмерных и малоамплитудных поднятий будут способствовать оптимизации комплекса мероприятий, связанных с опоискованием и доразведкой малоразмерных залежей нефти, повышению успешности бурения скважин и эффективности геологоразведочных работ, а так же восполнению минерально-сырьевой базы Республики Татарстан. Защищаемые положения и их реализация находят воплощение в научно-практической деятельности ГБУ ИПЭН АН РТ, в частности, по материалам диссертационной работы с 2008 года успешно осуществляются поиски залежей нефти на территории недропользования ряда малых компаний республики Татарстан: ОАО «АКМАЙ» (Проект геолого-разведочных работ Мухарметовского месторождения на 2009-2014 г.г., отв. Ганиев P.P.), ОАО «Татнефтепром» (отчёт о научно-исследовательской работе «Рекомендации поисков и разведки турнейско-бобриковских залежей нефти на территории деятельности ОАО «Татнефтепром», отв. Ганиев P.P.), ООО «Трансойл» отчёт о научно-исследовательской работе «Оптимизация схемы расположения профилей детализационной сейсморазведки с учётом геологического строения локальных поднятий на территории Байданкинского и Урганчинского месторождений», отв. Ганиев P.P.).

Разработанные методические приемы позволили повысить эффективность геологоразведочных работ на Мухарметовском, Ульяновском, Шереметьевском, Урганчинском и других месторождениях. На перечисленных месторождениях разработаны рекомендации на бурение поисковых, оценочных, разведочных скважин с целью поисков и доразведки залежей нефти в пашийско-тиманском продуктивном комплексе, а так же даны рекомендации по повышению эффективности эксплуатационного бурения.

Основные защищаемые положения:

1. Типизация локальных поднятий - ловушек на основе генетических и морфологических признаков в тиманском и пашийском продуктивных горизонтах как объектов поисково-разведочных работ.

2. Комплекс методических приемов поиска и разведки для выявления залежей нефти в малоразмерных и малоамплитудных ловушках.

3. Принципы заложения поисково-разведочных скважин для поиска залежей нефти в тиманско-пашийском нефтегазоносном комплексе путём углубления нижнекаменноугольных скважин.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов» (г. Казань, 2009 г.), Международной научно-практической конференции «Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа» (г. Казань, 2010 г.), Международной научно-практической конференции «Увеличение нефтеотдачи — приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Казань, 2011 г.), заседаниях ученого совета ГБУ ИПЭН АН РТ (2010, 2011, 2012 г.г.).

Результаты исследований отражены в шести статьях, опубликованных в рецензируемых научных изданиях, рекомендуемых ВАК Российской Федерации и четырёх работах, опубликованных в сборниках материалов научных конференций.

Материалы научных исследований по структурным построениям мелких месторождений с применением современных способов компьютерного моделирования вошли в виде отдельных подразделов, соответствующих глав в монографию «Геологические основы компьютерного моделирования нефтяных месторождений» и авторский курс лекций по дисциплине «Основы компьютерного моделирования» для студентов геологического факультета Казанского (Приволжского) федерального университета.

Исходными данными для проведения диссертационного исследования послужили материалы дел более чем 350 скважин, пробуренных в пределах территории Татарстана на каменноугольные отложения, 168 дел скважин, целевым объектом которых являются девонские отложения и/или кристаллический фундамент, более 500 профилей сейсморазведочных работ в модификациях 2В и ЗЭ МОГТ более сорока сейсмопартий, картографический и фактический материал по отражающим горизонтам фанерозоя и кристаллического фундамента по данным сейсморазведки, электроразведки и других площадных исследований. В работе использованы данные авторских проектов геологоразведочных работ на территории Татарстана, региональных структурных построений, схемы тектонического районирования, схемы восстановления палеогеографических условий накопления девонских отложений различных авторов. Общее количество скважин, сейсмопрофилей и перечень сейсмических партий представлено в таблице 3.

Исследования на примере Шереметьевского, Ульяновского, Ивинского, Мухарметовского, Муслюмовского, Тумутукского и Урганчинского месторождений, расположенных на западном, восточном и северо-западном бортах Южно-Татарского свода, автор провёл лично. Выводы и заключения по объектам, принадлежащим другим тектоническим элементам, сформулированы на основе отчётных и опубликованных данных.

Таблица 3

Исходный фактический материал по терригенным девонским отложениям

Кол-во Кол-во Кол-во

Месторождение скважин Д скважин С с/профилей Сейсмопартии, №с.п.

1 2 3 4 5

Мухарметовское 15 7 15 9/87,2/08

Ульяновское 52 148 25 6/97,6/99,5/95,10/01

Ивинское 7 67 48 11/79,7/90,11/80,6/00,6/97

Баганинское 13 7 30 5/99,13/87

Урганчинское 12 49 48 5/99,13/83,11/73,13/85,3/10-17

Шереметьевское 17 30 67 5/04,5/02,3/00,13/84,5/71

Прочие 52 42 269

Всего: 168 350 502 >40

Объём работы. Диссертационная работа общим объёмом 146 рукописных страниц состоит из введения, 5 глав, введения и заключения, включает в себя 16 рисунков и 9 таблиц. Библиографический список состоит из 126 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Ганиев, Радик Рафкатович

Выводы о результатах применения предлагаемого автором метода адресного уплотнения детализационной сети сейсморазведочных профилей по Урганчинскому лицензионному участку:

1. Изменение длины новых детализационных профилей составляет 28,0 метров в сторону уменьшения и составляет 62,6 м. (90,6 м. - предлагаемые по стандартному методу проектирования), при этом плотность профилей сейсморазведочных работ на единицу площади, сосчитанная совместно с профилями прошлых лет, измениться на 0.6 пог.км/км" и составит 3,2 пог. км/км2.

2. Оптимизация длины детализационных сейсмических профилей на 28 км, при условии, что стоимость одного погонного километра с учётом мобилизации и демобилизации составляет 130 тыс. рублей позволит сэкономить денежные средства при проведении поисково-разведочных работ в размере 3 млн. 640 тыс. руб. У

3. Итоговая ожидаемая плотность 3,2 пог.км/км" является оптимальной и достаточной для доразведки структурных планов по нижнекаменноугольным отражающим горизонтам, а так же девонского структурного плана.

Примерами успешного подхода к уплотнению детализационных сейсмических профилей может считаться открытие Мензелинского месторождения, одноимённое поднятие, которого долгое время не было даже в составе выявленных локальных поднятий. Или, например, Ленский выступ на поверхности кристаллического фундамента высотой около 70 м., который так же был выявлен благодаря адресному сгущению сетки сейсмопрофилей на Елгинском месторождении. И это на сравнительно изученной территории северного склона Южно-Татарского свода.

На территории Урганчинской лицензионной зоны имеется уверенность в том, что так же будут положительные результаты, так как адресное сгущение сейсмопрофилей базируется на качественной геологической модели, созданной на основе геотектонического районирования и поэтому направлено на снижение риска геологоразведочных работ.

Изложенный фактический материал позволяет сделать следующие выводы. Технологию сейсмопрофилирования необходимо совершенствовать путём заложения следующих принципов. Первое - доведение плотности и равномерности сети сейсмических профилей до значений 3,5-4,0 пог.км/км2, так как именно это, в конечном счёте, даёт качество подготовленных для глубокого бурения объектов и повышает эффективность дорогостоящего поисково-разведочного бурения.

Второе - изучение геологического строения опоисковываемого объекта должно проводиться по основным элементам ловушки: свод, крыло и её периклинальная часть.

Заложение направлений профилей должно корреспондироваться с региональным тектоническим строением: вкрест простирания структурных зон второго порядка, валов, девонских конседиментационных прогибов. Перпендикулярно к ним прокладываются связующие продольные профили. При поисках новых структур плотность профилей должна выбираться сообразно размерам ожидаемых структур и с таким расчетом, чтобы ни одна из них не была пропущена.

4.3.2. Применение палеотектонического анализа для прогнозирования перспектив нефтеносности терригенного девонского комплекса

Палеотектонические условия развития территории являются основой для прогнозирования перспектив нефтеносности терригенного девонского комплекса. Применение элементов палеотектонического анализа позволяет дать оценку тектоническому фактору и определить его влияние на формирование ловушек [81, 82].

В качестве примера применения возможностей палеотектонического анализа для выявления благоприятных условий формирования ловушек нефти в терригенных девонских отложениях, автором проведены исследования в пределах западного склона Южно-Татарского свода на примере участков отдельных месторождений. Наиболее широко распространенным количественным методом восстановления древнего рельефа является анализ толщин отложений, позволяющий выявить особенности геологического развития и роли влияния тектонических движений в отдельные промежутки времени на формирование девонской терригенной толщи. Сложности при проведении анализа обусловлены,

99 прежде всего, небольшим количеством скважин, вскрывших фундамент, неравномерным размывом терригенной толщи девона, а также отсутствием данных палинологических исследований для четкого разграничения отложений по возрасту.

В истории накопления терригенного девонского комплекса выделяется эйфельско-ардатовский и муллинско-тиманский этапы, разделенные региональными несогласиями и перерывами в осадконакоплении.

В связи с этим при построении карт изопахит девонских отложений были выбраны интервалы от поверхности кристаллического фундамента до кровли ардатовского горизонта и от поверхности кристаллического фундамента до подошвы репера «аяксы».

В пределах западного склона Южно Татарского свода отложения эйфельского яруса развиты в южной части склона, где в районе Черемшанской площади толщины отложений достигают 27 м, а в продвижении на север, северо-восток отложения встречаются исключительно отдельными линзами толщиной до 10 м. В районе Шереметьевского месторождения зафиксировано полное отсутствие отложений. Литологический состав яруса изменяется от переслаивания разнозернистых кварцевых песчаников, алевролитов и реже аргиллитов в нижней части, до прослоев глинистых, органогенно-обломочных известняков - в верхней.

Накопление алевролитов и песчаников в ардатовский период периодически сменялось накоплением известняков и глинистых известняков. Общая мощность горизонта изменяется с севера на юг от 11м в районе Шереметьевского месторождения до 36 м в зоне Ульяновского месторождения и достигает 50 м на Черемшанской площади.

Из анализа карты изопахит от поверхности кристаллического фундамента до кровли ардатовского горизонта (Рис.4.3а) следует, что области всех поднятий характеризуются сокращением толщины отложений воробьевско-ардатовского времени. Наиболее приподнятые части в пределах

Шереметьевского месторождения выявлены на северо-востоке и северо-западе, связанные с локальными поднятиями Восточно-Пановское и Елантовское, относящиеся к Пановской валообразной зоне. Данные локальные поднятия сформированы под влиянием тектонического фактора и являются структурами облекания эрозионных выступов кристаллического фундамента. Толщина отложений составляет 15-25 м соответственно. Юго-запад месторождения характеризуется толщинами отложений свыше 50 м, что свидетельствует о формировании в этой части территории зоны прогибов.

Ульяновское месторождение в поверхности кристаллического фундамента расположено в центральной западной части Ульяновской гряды. В осадочном чехле месторождение относится к Ульяновской валообразной зоне северо-восточного простирания. Зона окаймляется с юга Ульяновским, а с востока Амировским прогибами, что подтверждается увеличением отложений до 59-60 м (Рис.4.3б). На фоне погружений наблюдаются отдельные куполовидные поднятия, где толщина отложений не превышает 40 м. Сама валообразная зона сформировалась в домуллинское время, одновременно в её границах сформировалась группа мелких локальных поднятий. Восточное крыло Ульяновской структуры находится выше, чем западное, толщина отложений изменяется от 37 до 42 м соответственно. Перепады толщин отложений воробьевско-ардатовского времени между поднятиями и прогибами составляют 3-5 м и лишь на востоке в районе Амировского прогиба составляют около 17 м.

Муллинско-тиманский этап осадконакопления. Полнота разреза муллинских отложений в пределах западного склона Южно-Татарского свода сокращается с востока на запад. Общая мощность отложений муллинского горизонта изменяется от полного размыва на севере западного склона ЮжноТатарского свода (Шереметьевское месторождение), частичным размывом в районе Ивинского, Ульяновского месторождений, достигая максимальных толщин от 20 до 40 м в южной части западного склона Южно-Татарского свода.

Значительная дифференциация мощности терригенного девона в районах поднятий и прогибов происходит от поверхности кристаллического фундамента до подошвы репера «аяксы». Так в пределах северо-западной части западного склона Южно-Татарского свода в районе Шереметьевского месторождения перепады составляют уже 15-30м (Рис.4.3в).

Рельеф муллинско-тиманского бассейна Ульяновского участка имеет более снивелированный вид. Поверхность склона равномерно погружается на юго-запад и восток в стороны региональных прогибов - Ульяновского и Амировского. Поднятия в рельефе выражены значительно слабее, колебания толщин пластов между поднятиями и прогибами не превышают 10-12 м (Рис.4.3г). Происходит частичная компенсация прогибов за счет отложений муллинского и пашийского горизонтов. Тектонический фактор на данном участке проявляется значительно слабее, чем на Шереметьевском месторождении.

На основе изложенного материала можно сделать вывод о том, что значительная часть прогибов и поднятий, проявленных в современном структурном плане терригенного девона на Шереметьевском и Ульяновском месторождениях сформированы под влиянием тектонического фактора и являются структурами облекания эрозионных выступов кристаллического фундамента. Седиментационый фактор при формировании ловушек имел второстепенное значение.

Во-вторых, основной этап формирования исследуемых участков, расположенных в пределах северо-западной и западной территории западного склона Южно-Татарского свода, пришелся на муллинско-кыновское время. Предкыновский размыв уничтожил на различную глубину отложения пашийского горизонта в районе Ульяновского месторождения и полный размыв пашийских и муллинских - на Шереметьевском а) б) в) г)

-1

-2

-3

5-4

Рис.4.3 Северо-западный склон и центральная часть западного склона Южно-Татарского свода. Карта изопахит: а), б) от кристаллического фундамента до кровли ардатовского горизонта, в), г) от кристаллического фундамента до подошвы репера аяксы. Составили Ганиев P.P., Капкова Т. А., 2010 г.

Условные обозначения: 1- линии равных мощностей от поверхности фундамента до подошвы репера «аяксы», 2- осевые линии прогибов, 3- скважины глубокого бурения, 4- линии равных мощностей от поверхности фундамента до кровли ардатовских отложений месторождении, однако в распределении суммарной мощности девонских терригенных отложений определена та же закономерность, что и воробьевско-ардатовских- увеличение толщины в районе прогибов в современном структурном плане и сокращение на поднятиях, что свидетельствует о важнейшей роли тектонического фактора при формировании платформенных толщ.

Таким образом, на изложенных примерах доказывается, что возможности палеотектонического анализа позволяют оценить роль тектонического фактора и определить его влияние на формирование ловушек. Палеотектонический анализ даёт возможность восстановить древнюю тектоническую обстановку, природу образования поднятий, что, в свою очередь, позволяет прогнозировать связанные с ними ловушки и залежи нефти при наличии благоприятных условий для формирования коллектора и покрышки. Однако возможности данного анализа все-таки лучшим образом реализуются при достижении высокого уровня разбуренности территории, включая скважины со вскрытием кристаллического фундамента.

4.3.3 Принципы заложения скважин с учётом соотношения каменноугольных и девонских структурных планов

В связи с тем, что в настоящей работе основным целевым объектом являются терригенные отложения девона, анализ соотношения структурных форм проводился по отражающей границе (Д) в кровле саргаевского горизонта или репера «аяксы» тиманского горизонта и отражающей границы (У) в кровле тульского для нижнекаменноугольных отложений. В таблице 4.3 показано общее количество, участвовавших в анализе закартированных локальных объектов с ранжированием по отражающим границам. Исследования соотношения контуров локальных поднятий, выделенных по кровлям отложений терригенного девона и карбона, проведены для изучения закономерностей их соотношения по разрезу и площади.

Кроме перечисленных в таблице попутно анализировались объекты, представленные в виде моноклинально погружающихся слоев или осложнений типа структурный нос.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведённых исследований были получены следующие основные результаты.

1. Выделены четыре типа разрезов терригенных девонских отложений, отличающихся полнотой представленных стратиграфических единиц и характером их контакта с кристаллическим фундаментом. В результате определены закономерности площадного развития пластов коллекторов пашийско-тиманского продуктивного комплекса на исследуемой территории и скорректирована граница распространения пашийского пласта на западном склоне Южно-Татарского свода.

2. Доказано, что палеотектоническая реконструкция условий формирования продуктивных горизонтов терригенных девонских отложений позволяет выявить закономерности палеотектонического развития территории, необходимые для понимания факторов, повлиявших на структурообразование и условия размещения ловушек.

3. Уточнено геологическое строение ранее выявленных перспективных объектов - локальных поднятий на основе тектонического районирования, скорректированы их морфология, размеры, спрогнозированы местоположение и направление простирания перспективных ловушек. Для западного и восточного склонов Южно-Татарского свода на локальном уровне доказаны индивидуальные закономерности смещения сводов локальных поднятий выделенных по отражающему горизонту «У» относительно девонских залежей. Выявлено смещение ловушки в каменноугольных отложениях в сторону регионального падения пластов с преимущественным расстоянием 0,5-1.0 км.

4. Выполнена типизация ловушек по морфологической выраженности поднятий в плане и генезису на основе выявленных закономерностей пространственного размещения известных залежей в пашийско-тиманском продуктивном комплексе, как максимально соответствующая задачам поисков и разведки малоразмерных локальных объектов в терригенном девоне Татарстана. Доказано, что локальные поднятия в большинстве случаев сформированы под влиянием тектонического фактора, меньшее количество локальных поднятий является седиментационно-тектоническим. Локальные поднятия, сформированные преимущественно под влиянием седиментационного фактора, немногочисленны - на западном склоне они выявлены в 9% случаев, на восточном отсутствуют. По характеру морфологической выраженности кровельной части ловушки в качестве признака типизации предлагается выделять два типа ловушек: структурные и неструктурные.

5. Предложена авторская схема проведения поисково-разведочных работ, позволяющая повысить эффективность и усовершенствовать методические приёмы поисков и разведки малоразмерных ловушек в терригенных девонских отложениях на территории Татарстана. Из схемы следует, что решение общей задачи должно начинаться с обоснования выбора объектов для ввода в поисково-разведочное бурение. Для этого необходимо параллельно отработать три направления работ, сгруппированные в три уровневые ступени: выбор методики решения поисково-разведочной задачи (уровень I); выбор механизмов и инструментария решения задач ГРР (уровень II); практическая реализация методики геологоразведочных работ (уровень III), включающая обоснование места заложения скважины.

6. Доказано, что проведение геологоразведочных работ на участках с малоразмерным и маолоамплитудным фондом поисковых объектов при определённых условиях является рентабельным для Татарстана. Расходы, связанные с опоискованием и разведкой объектов не превышают эксплуатационных расходов, капитальных затрат и налоговой нагрузки недропользователя. Наличие сложившейся инфраструктуры в районах с развитой нефтедобычей и мероприятия, направленные на инновации при дальнейшей разработке малоразмерных залежей, способствуют снижению порога рентабельности при разработке малоразмерных залежей нефти.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Ганиев, Радик Рафкатович, 2012 год

1. Абдуллин Н.Г., Аминов JI.3., Мельников С.Н. и др. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Татарская АССР. Труды Ин-та геологии и разработки горючих ископаемых. М.: Недра, 1979, 168 с.

2. Абдуллин Н.Г., Бадамшин Э.З., Муслимов Р.Х. Перспективы поисков нефти в карбонатных отложениях Татарстого свода. — Казань: Изд-во Казанского ун-та. 1982.- 135 с.

3. Абдуллин Н.Г., Доронкин К.Н., Савельев В.А., Степанов В.П. Мероприятия по обеспечении эффективности доразведочных работ на разрабатываемых месторождениях Татарии. Тезисы докладов Н-Т конференции объединения "Татнефть", г.Альметьевск. 1988 г.,с.49.

4. Абдуллин Н.Г., Савельев В.А. Оптимизация геолого-геофизических работ при поисках залежей нефти нетрадиционного типа в Татарии Теология нефти и газа", 1992 №.2, С. 14-18.

5. Абдуллин Н.Г., Савельев В.А., Доронкин К.Н. Приоритетные направления освоения ресурсов нефти Татарской АССР. сб. трудов ИГ иРГИ, 1990. С. 105-110.

6. Ананьев В.В Результаты и перспективы применения «прямых» методов при прогнозе нефтегазоносности малоразмерных объектов на территории Республики Татарстан/ Неструктурные,4

7. Ананьев В.В. Научно-методические аспекты оценки продуктивности локальных структур с целыо повышения успешности нефтепоисковых работ в Татарстане: Автореф. дис.канд. геолого-минер, наук. С.Петербург, 2006. - 26 с.

8. Ю.Архангельский А.Д. Геологическое строение и геологическая история СССР. Вып.2.-3-е изд.- М.:Гостоптехиздат, 1941- Т. 1

9. Бадамшин Э.З. Тектоника запада Татарии и прилегающих районов Куйбышевской и Ульяновской областей // Вопросы геологии и нефтеносности Среднего Поволжья. Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1965.

10. Базаревская В.Г. Основные направления повышения эффективности геолого-разведочных работ в пределах Южно-Татарского свода/ в соавт. Т.И. Тарасова, А.Н. Троицкая, О.В. Преснякова, А.Ф. Абдрашитова // Нефтяное хозяйство, 2012, №8. С. 102-104.

11. Бакиров A.A. и др. Теоретические основы поисков и разведки скоплений нефти и газа.-М.: Высшая школа, 1976.-167 С.

12. Белонин М.Д. О совершенствовании сравнительно-геологических методов. В кн.: Комплексирование методов прогноза нефтеносности. М.: Наука, 1983, С. 148-162.

13. Белонин М.Д., Подольский Ю.В., Шейман В.П. Комплексирование методов прогноза нефтеносности средство повышения точности и достоверности прогнозных решений. - В кн.: Комплексирование методов прогноза нефтеносности. М.: Недра, 1983. - С. 14-22.

14. Богданов A.A. Тектоническая схема Восточно-Европейской платформы//Советская геология. 1964. -№9.

15. Булыгин Д.В., Ганиев P.P. Моделирование геологических тел с использованием структурно-генетических особенностей / Георесурсы, №2 (34), 2010, С. 18-21.

16. Булыгин Д.В., Ганиев P.P. Геологические основы компьютерного моделирования нефтяных месторождений. Казань: Изд-во Казанского университета, 2011.360 с.

17. Булыгин Д.В., Марданов Р.Ф. Ганиев P.P. Структурные построения при создании компьютерных моделей залежей нефти / Георесурсы, №4 (40), 2011, С.34-39.

18. Валеев Р.Н. Тектоника Вятско-Камского междуречья. М.: Недра, 1968. 116 с.

19. Вассоевич Н.Б. Нефтегазоносность осадочных бассейнов. Избранные труды.-М.: Наука, 1988.-260 с.

20. Влияние эрозионно-карстовых врезов на размещение залежей нефти в радаевско-бобриковских отложениях// И.А. Ларочкина, P.P. Ганиев, E.H. Михайлова, И.П. Новиков/ Георесурсы.- 2010.- №3(35).- С. 38-41.

21. Войтович Е.Д., Гатиятуллин Н.С. Тектоника Татарстана. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2003.-132 с.

22. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газов. М.: МПР РФ, 2001. 96 с.

23. Временная классификация скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей). М.: МПР РФ, 2001. 54 с.

24. Временное положение об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ. М.: МПР РФ, 2001. 60 с.

25. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. М.: Недра, 1985. - 304 с.

26. Ганиев P.P. Основы компьютерного моделирования нефтяных месторождений: методические указания к практическим занятиям: в 3-х кн. Кн. 1,2,3. - Казань: Казанский государственный университет им. В.И. Ульянова-Ленина, 2007. - 300 с.

27. Ганиев P.P. Повышение эффективности геологоразведочных работ на девонские продуктивные отложения за счёт адресного уплотнения профилей сейсморазведки / Георесурсы, №4 (40), 2011, С.8-12.

28. Ганиев P.P., Анисимов Г.А. Выполнение задач геологоразведки и мониторинга разработки месторождений с помощью геоинформационных систем/ Георесурсы.- 2011.- №4(40).- С. 44.

29. Геологический словарь, Изд. 2-е, исправленное., под рук-м отв. ред-ра К.Н. Паффенгольц. М., «Недра», 1978, т.т. I и II.

30. Геологическое строение и нефтеносность Восточной Татарии. Абдуллин Н.Г. и др.-Казань, 1974. -192 с.

31. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник/ O.K. Баженова, Ю.К.Бурлин, Б.А.Соколов, В.Е.Хаин; Под ред. Б.А. Соколова. 2-е изд., перераб. и доп. - М.:, Изд-во Московского университета; Издательский центр «Академия», 2006.- 415 с., илл.

32. Геология Татарстана. Стратиграфия и тектоника//М.:Изд.ПК ГЕОС, 203. С.25-276

33. Геологоразведочные работы в Республике Татарстан: ретроспектива и перспективы/ Р.С.Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, Е.А.Тарасов, С.Е. Войтович, В.Б. Либерман// Георесурсы, №1 (37), 2011, С.27-32.

34. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений Татарстана/ Р.С Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, P.JI. Ибрагимов, В.А. Покровский Под ред. Проф., д.г.-м.н. Р.С.Хисамова.- Казань: Изд-во «ФЭН» Академии наук РТ, 2009.-254 с.

35. Гостинцев К.К., Гроссгейм В.А. Стратиграфические и литологические залежи нефти и газа. Л., Недра, 1969. 336 С.

36. Грунис Е.Б. Рациональный комплекс геофизических технологий ускоренной разведки и освоения малоразмерных сложнопостроенных залежей нефти Автореф. дисс. докт. геол.-мин.наук.-//М.:1991. 52 С.

37. Давыденко Б.И. Мелкие месторождения нефти Северо-Западного региона России и их роль в развитии нефтегазового комплекса: Автореф. дис.канд. геолого-минер, наук. М., 2006. - 29 с.

38. Екименко В.А. Сейсморазведка основной метод поиска и разведки нефтяных залежей / Георесурсы, №4 (27), 2008, С. 14-16.

39. Клещёв А.И., Халтурин Д.С. Основные черты геологической структуры и перспективы нефтеносности Волго-Уральской области//Тр.ВНИГНИ. -1958. Вып.10.

40. Клещёв К.А., Крылов Ю.П., Мирончев Ю.П. /Новый подход к классификации ресурсов углеводородов // Геология нефти и газа. -1999. №3-4. -С.45-48.

41. Клубов В. А. Некоторые принципы и методика тектонического районирования нефтеносных территорий//Закономерности размещения месторождений нефти и газа Волго-Уральской области. М.: Изд-во АН СССР, 1963.

42. Кузин Ф.А. Кандидатская диссертация. Методика написания, правила оформления и порядок защиты. Практическое пособие для аспирантов и соискателей учёной степени.-2-е изд.-М: «Ось-89», 1998.-208 с.

43. Ларочкина И.А. Геологические основы поисков и разведки нефтегазовых месторождений на территории Республики Татарстан. Казань: ООО «ПФ ГАРТ», 2008, 210с.

44. Ларочкина И.А. Рациональная методика поисков и разведки залежей нефти в нефтегазоносных комплексах // Георесурсы, №4 (27), 2008, С.6-9.

45. Ларочкина И.А., Абдуллин Н.Г. Методика поисков и разведки нефтегазоносных объектов нетрадиционного типа.// Методическиеприёмы поисков сложноэкранированных ловушек в Татарии: Тр. ИГиРГИ /-М., 1990.- С.117-130.

46. Ларочкина И.А., Валеева И.Ф., Сухова В.А. К вопросу о рациональной методике поисков залежей нефти в терригенном девонском комплексе / Георесурсы, №4 (40), 2011, С.13-18.

47. Ларочкина И.А., Ганиев P.P., Капкова Т.А. Типизация залежей нефти в продуктивных бобриковских отложениях и закономерности их развития основа проектирования бурения скважин / Георесурсы 2009 4(32) С. 19-21

48. Ларочкина И.А., Минибаева С.М. Пути повышения эффективности геологоразведочных работ в Республике Татарстан. // Георесурсы №1. 2008 С.5-7.

49. Леворсен А.И. Геология нефти и газа. Изд-во «Мир», Москва, 1970, 639 с.

50. Лобов В.А., Валеев Р.Н. Некоторые особенности тектоники Татарии и методика поисково-разведочных работ//Новые данные по геологии и нефтеносности Волго-Камского края/Тр.геол. ин-та. Казань, 1971. -Вып.30.

51. Мелкие и трудноосваиваемые месторождения нефти Северо-Запада России / Б.И. Давыденко, В.Н. Макаревич, О.М. Прищепа и др.// «Нефть Газ промышленность» СПб, № 4(24), 2006. - С.64-67.

52. Мельников С.Н. Влияние региональной покрышки на распределение залежей нефти в терригенных отложениях девона в пределах Татарии.//Тр. ТатНИПИнефть.-Куйбышев, 1971.-Вып.ХХ/ С.57-63

53. Методика ускоренной подготовки залежей нефти к разработке.

54. B.П.Филиппов, А.А.Аксёнов, А.Я.Фурсов, В.К.Гомзиков,

55. C.В.Кузнецов// Под ред. Филиппова В.П., Аксёнова A.A. М.: Изд-во РМНТК «Нефтеотдоча», 1996. - 196 с.

56. Методические рекомендации по применению стратиграфического способа восстановления форм погребённого рельефа/ науч. редактор Шацкий С.Б.- Новосибирск.: СНИИГТиМС, 1985. 18 с.

57. Методические указания по составлению геологических проектов глубокого бурения при геологоразведочных работах на нефть и газ. Роскомнедра, Геолэкспертиза, М. 1996.

58. Методы прогноза, поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. Р.Х. Муслимов, В.В. Ананьев, В.М. Смелков, Р.К. Тухватуллин. Казань: Изд-во Казанского гос. ун-та, 2007. - 320 с.

59. Муслимов Р.Х., Булыгин Д.В., Ганиев Р.Р. Особенности моделирования крупных месторождений нефти на примере Берёзовской площади Ромашкинского месторождения / Георесурсы, №2 (25), 2008, С.4-8.

60. Наливкин В.Д. О классификации тектонических структур // Геотектоника 1965. - №3. С. 4-8.

61. Наливкин В.Д., Белонин М.Д., Сверчков Г.П. Принципы комплексирования методов в связи с созданием системы геолого-экономического прогноза нефтеносности. В кн.: Комплексирование методов прогноза нефтеносности. М.: Недра, 1983. - С. 7-13.

62. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Под ред. проф. Р.Х. Муслимова.- В 2-х томах.-Т.1. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ. 2007.-316 с.

63. Новейшие "\\^еЬ-технологии, используемые для развития информационно-архивной системы КИА// Р.Р. Ганиев, Е.Е. Андреева Р.И. Гайнутдинов и др./ Георесурсы.- 2011.- №4(40).- С. 42.

64. Палеотектоническая характеристика территории как структурный критерий для прогнозирования перспектив нефтеносности терригенного девонского комплекса// И.А. Ларочкина, P.P. Ганиев, Т.А. Капкова, E.H. Михайлова / Георесурсы, №4 (40), 2011, С.22-24.

65. Перспективы развития ресурсной базы добычи углеводородного сырья Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций/ Е.В.Постнова, С.Н.Жидовинов, Л.И. Сизинцева, И.В. Демидова// Геология нефти и газа №1, 2011 С.12-20.

66. Природные резервуары осадочной толщи Татарии и основные закономерности распределения залежей нефти по разрезу девона и карбона. / Абдуллин Н.Г. и др.// Тр. ТатНИПИнефть. —Л., 1972.-Вып.16.-С. 3-12.

67. Промысловая геофизика/ В.М.Добрынин, Б.Ю.Вендельштейн, Р.А.Резванов, А.Н.Африкян //М.: Недра, 1986.- 342с.

68. Рапопорт М.Б. Можно ли увидеть нефтегазовую залежь на сейсмическом изображении // Нефтяное хозяйство.- 1997. № 11. - С. 22-24.

69. Рыжова A.A. Палеогеографические и тектонические особенности замещения литологических ловушек и залежей нефти// В кн.: Литология и структурно-литологические ловушки нефти и газа. — М.: Недра, 1975.-С.93

70. Савельев В.А. Совершенствование методики поисков залежей нефти структурно-литологическоро типа. Экспресс-информация, сер. "Нефтегазовая геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", ВНИИОЭНГ, 1991 г., вып. 10, С. 1-6.

71. Савельев В.А. Совершенствование методики поисков, разведки и доразведки сложнопостроенных залежей нефти в отложениях девона республики Татарстан: Автореф. дис.канд. геолого-минер, наук. М., 1993.-27 с.

72. Саркисян С.Г., Михайлова H.A. Палеогеография времени образования терригенной толщи девона Башкирии и Татарии. — М.:АН СССР, 1961. -239 с.

73. Соколов В.Л., Фролов Е.Ф., Фурсов А .Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М., «Недра», 1974, 296 с.

74. Сташкова Э.К., Багаев А.Н. Ощепков В.А. Особенности строения и нефтеносность девонских терригенных отложений Пермского края/ Геология нефти и газа, №2, 2009, С.35-40.

75. Стратиграфический кодекс России. Издание третье. СПб.: Издательство ВСЕГЕИ, 2006. 96 с.

76. Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана / Р.С.Хисамов, Е.Д.Войтович, В.Б.Либерман и др.- Казань: Изд-во Фэн, 2006, 328 с.

77. ЮГТроепольский В.И., Элерн С.С. Геологическое строение и нефтеносность Аксубаево-Мелекесской депрессии. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1964.

78. Хаин В.Е., Соколов Б.А Рифтогенез и нефтегазоносность, основные проблемы. //Геологический журнал. 1991. №5. -С.3-16

79. ЮЗ.Шатский Н.С. Основные черты строения и развития ВосточноЕвропейской платформы. Сравнительная тектоника древних платформ//Изд. АН СССР, серия геол. 1946.-№1.

80. Ganiev R.R. Development of Methods of Searching and Prospecting the Low-Dimensional Oil Traps in the Pashiysko-Timansky Productive Complex/ Georesources. # 2(44)2012 P. 19

81. Cosentino L. Integrated reservoir studies. Editions Technip, Paris, 2001

82. Dubrule O. Geostatistics in Petrolium Geoloy /AAPG Continuing Education Course Note Series #38// The American Association of Petroleum Geologists/Tulsa, Oklahoma, 1998

83. Friedman G.M., Sanders J.E., Kopaska-Merkel D.C. Principles of sedimentary deposits. New York.: 1992.

84. Harbaugh J.W., Doveton J.H., Davis J.C. Probability methods in oil exploration. New York-London-Sydney-Toronto.: 19771. Фондовая:

85. ПО.Ганиев P.P. Создание геологической модели Мухарметовского месторождения», фонды ТФГИ, 2008 г.

86. Ганиев P.P. Проект геологоразведочных работ Мухарметовского месторождения на период 2009 2013 г. г., Казань, Фонды ГБУ ИПЭН АН РТ, 2009г.

87. Ганиев P.P. Рекомендации поисков и разведки турнейско-бобриковских залежей нефти на территории деятельности ОАО «Татнефтепром», Казань, Фонды ГБУ ИТОН АН РТ, 2009г.

88. Грунис Е.Б., Ларочкина И.А. Уточнение количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата на территории Республики Татарстан по состоянию изученности на 01.01.2009г. Геологический отчет, ИГиРГИ, Москва, 2011. ФГИ

89. Коваленко З.С. Поисковые сейсморазведлочные работы методом ОГТ на Бакалинском и детализацтонные на Карповском участках. Отчет партии12/88 за 1988-1990гг., производственное объединение Башнефтегеофизика, Уфа, 1990г.

90. Пояснительная записка к Государственному балансу углеводородного сырья по состоянию на 01.01.2011 года. Москва, 2011 г. ФГИ Роснедра.